CN111808578A - 一种强封堵疏水型高性能水基钻井液 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种强封堵疏水型高性能水基钻井液，包括膨润土浆、氢氧化钠、聚合物类包被抑制剂、降滤失剂、防塌剂、润滑剂、封堵剂、活度调节剂与增粘提切剂。与现有技术相比，本发明以聚合物类包被抑制剂、降滤失剂、防塌剂、润滑剂、封堵剂及增粘提切剂为核心处理剂，使得到的水基钻井液的井壁稳定性、抑制能力、携岩性和润滑防卡性完全满足了临兴‑神府区块致密气探井、开发井的需求，不仅实现了对微纳米级孔缝的封堵，避免了泥页岩的大幅度水化膨胀，而且具有很好的润滑效果，有效减小了井下托压情况，达到了提高机械钻速、降低井下事故发生率、节省成本的目的；满足可以环保要求，属于无毒无公害产品，同时成本低，满足经济要求。

Description

一种强封堵疏水型高性能水基钻井液
技术领域
本发明属于石油钻井工程技术领域，尤其涉及一种强封堵疏水型高性能水基钻井液。
背景技术
位于鄂尔多斯盆地东缘的临兴-神府致密气区块现处于勘探开发初期，随着钻井作业的持续增加，现已基本摸清地层地质条件，对单井易漏失层、易坍塌层和异常地层有了一定的认识。在钻探过程中，钻井液面临的技术难题很多，如：井壁稳定、井漏、井眼净化(钻井液携岩)、润滑防卡、高成本等，尤其是本区块上部第四系石板层恶性漏失，延长组至纸坊组地层疏松、胶结差，钻进期间一直有大量掉块，造斜段托压严重，井身轨迹难以控制，且水平井水平段平均长度在1000m左右，造成该区井下复杂情况频发、机械速度低、复杂时率居高不下。
本区块的钻井液要求极高，具体主要体现在以下几个方面：一是浅部地层由于颗粒胶结差，频繁出现井漏问题，要求钻井液有较强的防漏堵漏能力；二是下部双石组、盒2段等地层存在大段泥页岩，具有极强的水敏性，因此需要钻井液的滤失量低及极强的泥页岩抑制能力，避免因泥页岩井段出现水化膨胀而导致井径缩小和井壁掉块；三是水平井裸眼段长，需要解决钻井液上返携带岩屑不及时导致的岩屑堆积问题；四是需要钻井液具有较好的润滑性，避免造斜段、长裸眼段钻进过程中出现的钻具托压、井下卡钻等复杂情况，实现井眼井径规则，保障测井顺利、下套管固井成功。
此区块前期使用的盐水钻井液抑制性差，无法有效封堵泥页岩地层存在的微裂缝与孔隙，同时润滑防卡能力不足，导致钻井作业期间，频繁出现钻头泥包、井壁掉块、岩屑床堆积卡钻，托压严重等井下复杂情况，更影响了测井、固井作业的高效完成，现有钻井液各项性能难以满足井下地层的实际要求，严重制约了此区块致密气勘探开发进程，钻井液难以满足要求成为全面、高效、经济、安全开发临兴-神府区块致密气的重要障碍。
因此，有必要针对目前临兴-神府区块钻探作业中遇到各种复杂问题，有针对性的研发强封堵疏水型高性能水基钻井液技术，即研发适合鄂尔多斯盆地东缘致密气安全、高效、顺利钻探的水基钻井液新方法和新技术成为发展的必然趋势。
发明内容
有鉴于此，本发明要解决的技术问题在于提供一种润滑效果较好且稳定的强封堵疏水型高性能水基钻井液。
本发明提供了一种强封堵疏水型高性能水基钻井液，包括膨润土浆、氢氧化钠、聚合物类包被抑制剂、降滤失剂、防塌剂、润滑剂、封堵剂、活度调节剂与增粘提切剂；
所述氢氧化钠的质量为膨润土浆质量的0.1％～0.2％；
所述聚合物类包被抑制剂的质量为膨润土浆质量的0.2％～0.4％；
所述降滤失剂的质量为膨润土浆质量的1％～2％；
所述防塌剂的质量为膨润土浆质量的2％～4％；
所述润滑剂的质量为膨润土浆质量的2％～4％；
所述封堵剂的质量为膨润土浆质量的2％～5％；
所述活度调节剂的质量为膨润土浆质量的20％～28％；
所述增粘提切剂的质量为膨润土浆质量的0.2％～0.4％；
所述聚合物类包被抑制剂由单体聚合得到；所述单体包括碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体；
所述防塌剂为接枝有第一疏水性功能单体与第二丙烯酰胺类单体的纳米二氧化硅的水溶液；
所述润滑剂为接枝有第二疏水功能单体、第三丙烯酰胺类单体与第二丙烯酸类单体的纳米四氧化三铁。
优选的，所述碳酸烷基酯单体选自碳酸二甲酯、碳酸二乙酯与碳酸乙基甲酯中的一种或多种；所述丙烯酸烷基氨基烷酯类单体选自丙烯酸二甲氨基乙酯、甲基丙烯酸二甲氨基乙酯、甲基丙烯酸二乙氨基乙酯与丙烯酸二乙氨基乙酯中的一种或多种；所述第一丙烯酸类单体与第二丙烯酸类单体各自独立地选自选自丙烯酸和/或甲基丙烯酸；所述第一丙烯酰胺类单体、第二丙烯酰胺类单体与第三丙烯酰胺类单体各自独立地选自丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺与N,N-亚甲基双丙烯酰胺中的一种或多种；所述第一疏水功能单体与第二疏水功能单体各自独立地选自丙烯酸长链烷基酯和/或甲基丙烯酸长链烷基酯；所述丙烯酸长链烷基酯和/或甲基丙烯酸长链烷基酯中长链烷基的碳原子数为10～20。
优选的，所述碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体的质量比为1：(2～4)：(1～3)：(2～6)；所述第一疏水性功能单体与第二丙烯酰胺类单体的质量比为1：(2～6)；所述第二疏水功能单体、第三丙烯酰胺类单体与第二丙烯酸类单体的质量比为1：(1～3)：(1～3)。
优选的，所述聚合物类包被抑制剂由碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体经反相乳液聚合法聚合得到。
优选的，所述反相乳液聚合法聚合时水相中碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体的总质量浓度为15％～30％；油水比为(3.5～4.5)：(5.5～6.5)。
优选的，所述防塌剂按照以下方法制备：
将纳米二氧化硅与硅烷偶联混合反应后，加入第一疏水功能单体与第二丙烯酰胺类单体，加热反应，得到防塌剂。
优选的，所述润滑剂按照以下方法制备：
将纳米四氧化三铁与硅烷偶联剂混合反应后，加入第二疏水功能单体、第三丙烯酰胺类单体与第二丙烯酸类单体，加热反应，得到润滑剂。
优选的，所述降滤失剂选自聚阴离子纤维素；所述封堵剂选自超细碳酸钙；所述增粘提切剂选自生物聚合物；所述防塌剂中纳米二氧化硅的质量浓度为0.1％～1％。
优选的，所述活度调节剂选自氯化钾与氯化钠；所述氯化钾与氯化钠的质量比为(5～8)：(15～20)。
优选的，还包括加重剂；所述加重剂选自重晶石。
本发明提供了一种强封堵疏水型高性能水基钻井液，包括膨润土浆、氢氧化钠、聚合物类包被抑制剂、降滤失剂、防塌剂、润滑剂、封堵剂、活度调节剂与增粘提切剂；所述氢氧化钠的质量为膨润土浆质量的0.1％～0.2％；所述聚合物类包被抑制剂的质量为膨润土浆质量的0.2％～0.4％；所述降滤失剂的质量为膨润土浆质量的1％～2％；所述防塌剂的质量为膨润土浆质量的2％～4％；所述润滑剂的质量为膨润土浆质量的2％～4％；所述封堵剂的质量为膨润土浆质量的2％～5％；所述活度调节剂的质量为膨润土浆质量的20％～28％；所述增粘提切剂的质量为膨润土浆质量的0.2％～0.4％；所述聚合物类包被抑制剂由单体聚合得到；所述单体包括碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体；所述防塌剂为接枝有第一疏水性功能单体与第二丙烯酰胺类单体的纳米二氧化硅的水溶液；所述润滑剂为接枝有第二疏水功能单体、第三丙烯酰胺类单体与第二丙烯酸类单体的纳米四氧化三铁。与现有技术相比，本发明以聚合物类包被抑制剂、降滤失剂、防塌剂、润滑剂、封堵剂及增粘提切剂为核心处理剂，使得到的水基钻井液的井壁稳定性、抑制能力、携岩性和润滑防卡性完全满足了临兴-神府区块致密气探井、开发井的需求，不仅实现了对微纳米级孔缝的封堵，避免了泥页岩的大幅度水化膨胀，而且具有很好的润滑效果，有效减小了井下托压情况，达到了提高机械钻速、降低井下事故发生率、节省成本的目的；本发明提供的水基钻井液“疏水”强调从内因上解决井壁失稳难题，“封堵、抑制”强调从外因上解决井壁失稳难题，“润滑”需要从内外因相结合提高水基钻井液的润滑性，从而实现内外因协同来实现井眼稳定、阻止水进入、减小扭矩、润滑防卡等，且体系现场易维护，可确保钻井液性能的稳定；满足可以环保要求，属于无毒无公害产品，同时成本低，满足经济要求。
附图说明
图1为本发明实施例4中现场掉块在实施例4所制备的水基钻井液(上)、现场在用体系(中)、清水(下)中从左至右依次为浸泡16h、48h、72h后的照片。
具体实施方式
下面将结合本发明实施例，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明提供了一种强封堵疏水型高性能水基钻井液，包括膨润土浆、氢氧化钠、聚合物类包被抑制剂、降滤失剂、防塌剂、润滑剂、封堵剂、活度调节剂与增粘提切剂；
所述氢氧化钠的质量为膨润土浆质量的0.1％～0.2％；
所述聚合物类包被抑制剂的质量为膨润土浆质量的0.2％～0.4％；
所述降滤失剂的质量为膨润土浆质量的1％～2％；
所述防塌剂的质量为膨润土浆质量的2％～4％；
所述润滑剂的质量为膨润土浆质量的2％～4％；
所述封堵剂的质量为膨润土浆质量的2％～5％；
所述活度调节剂的质量为膨润土浆质量的20％～28％；
所述增粘提切剂的质量为膨润土浆质量的0.2％～0.4％；
所述聚合物类包被抑制剂由单体聚合得到；所述单体包括碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体；
所述防塌剂为接枝有第一疏水性功能单体与第二丙烯酰胺类单体的纳米二氧化硅的水溶液；
所述润滑剂为接枝有第二疏水功能单体、第三丙烯酰胺类单体与第二丙烯酸类单体的纳米四氧化三铁。
本发明以实现临兴-神府区块致密气探井、开发井的安全、高效、经济钻探为主攻目标，创新发展适合鄂尔多斯盆地东缘致密气探井、开发井的“封堵、抑制、疏水、携岩、润滑”一体化新思路和新方法，筛选和改性出相应的钻井液处理剂，形成适合探井、开发井的强封堵疏水型高性能水基钻井液新体系和新技术。通过“封堵、抑制、疏水、携岩、润滑”的协同作用实现内外因的统一，有效解决临兴-神府区块探井、开发井的井壁失稳、岩屑床堆积、托压卡钻、高成本等问题。
其中，本发明对所有原料的来源并没有特殊的限制，为市售或自制即可。
本发明提供的水基钻井液以膨润土浆为基础结构；所述膨润土浆的中膨润土的质量浓度优选为2％～3％；所述膨润土浆通过将膨润土与水混合在室温下预水化得到；所述预水化的时间优选为20～30h，更优选为22～26h，再优选为24h。
按照本发明，所述氢氧化钠的质量优选为膨润土浆质量的0.2％。
本发明提供的水基钻井液中添加聚合物类包被抑制剂；所述聚合物类包被抑制剂的含量优选为膨润土浆质量的0.2％～0.3％，更优选为0.2％；所述聚合物类包被抑制剂由单体聚合得到；所述单体包括碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体；所述碳酸烷基酯单体中烷基的碳原子数优选为1～5，更优选为2～4，再优选为2～3；在发明中，所述碳酸烷基酯单体最优选为碳酸二甲酯、碳酸二乙酯与碳酸乙基甲酯中的一种或多种；所述第一丙烯酰胺类单体优选为丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺与N,N-亚甲基双丙烯酰胺中的一种或多种；所述第一丙烯酸类单体优选为丙烯酸和/或甲基丙烯酸；所述丙烯酸烷基氨基烷酯类单体中烷基氨基的碳原子数优选为1～5，更优选为2～4，再优选为2～3；所述丙烯酸烷基氨基烷酯单体中烷酯的碳原子数优选为1～5，更优选为2～4，再优选为2～3；在本发明中，所述丙烯酸烷基氨基烷酯单体最优选为丙烯酸二甲氨基乙酯、甲基丙烯酸二甲氨基乙酯、甲基丙烯酸二乙氨基乙酯与丙烯酸二乙氨基乙酯中的一种或多种；所述聚合物类包被抑制剂优选由碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体经反相乳液聚合法聚合得到；所述碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体的质量比优选为1：(2～4)：(1～3)：(2～6)，更优选为1：(2.5～3.5)：(1.5～2.5)：(3～5)，再优选为1：3：2：4；所述反相乳液聚合法聚合时水相中碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体的总质量浓度优选为15％～30％，更优选为18％～25％，再优选为20％；油水比优选为(3.5～4.5)：(5.5～6.5)，更优选为4：(5.5～6.5)，再优选为4：6。
在本发明中，所述聚合物类包被抑制剂最优选按照以下方法制备：S1A)在冰浴条件下，将碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体在水中混合，然后调节pH值至中性，得到水相；S1B)将白油与乳化剂混合，得到油相；S2)在冰浴条件下，将所述水相与油相混合，并加入引发剂，得到乳液；S3)将所述乳液在保护气氛中加热反应，得到聚合物类包被抑制剂。其中，所述S1A)与S1B)并无先后顺序之分。
在冰浴条件下，将碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体在水中混合，然后调节pH值至中性，得到水相；所述调节pH值优选采用氢氧化钠进行；调节pH值至中性后优选搅拌10～30min，得到水相。
将白油与乳化剂混合，得到油相；所述乳化剂为本领域技术人员熟知的油包水型乳化剂即可，并无特殊的限制，本发明中优选为司盘80；所述乳化剂的加量优选白油质量的1％～5％，更优选为2％～4％，再优选为3％；所述混合的时间优选为10～20min，至乳化剂充分溶解。
在冰浴条件下，将所述水相与油相混合，并加入引发剂，得到乳液；所述混合的转速优选为8000～15000rpm，更优选为9000～12000rpm，再优选为10000rpm；在本发明中，优选在混合搅拌的条件下降水相倒入油相中；所述混合的时间优选为6～10min；所述引发剂优选为偶氮类引发剂，更优选为偶氮二异丁腈和/或偶氮二异庚腈；所述引发剂的质量优选为白油质量的0.1％～0.5％，更优选为0.1％～0.3％，再优选为0.2％；加入引发剂后，优选搅拌1～5min，得到乳液。
将所述乳液在保护气氛中加热反应，得到聚合物类包被抑制剂；所述保护气氛优选为氮气；所述加热反应的温度优选为50℃～70℃，更优选为55℃～65℃，再优选为60℃；所述加热反应的时间优选为3～7h，更优选为4～6h，再优选为5h；反应结束后，优选经过破乳、过滤、烘干，即可得到聚合物类包被抑制剂。
本发明采用的聚合物类包被抑制剂利用酰胺基、羧酸基等吸附基团对高含量黏土实现多元吸附包被，起到抑制黏土颗粒水化膨胀作用，促进井壁稳定。
按照本发明，所述降滤失剂优选为聚阴离子纤维素，更优选为低粘聚阴离子纤维素，再优选为低粘聚阴离子纤维素PAC-LV；所述降滤失剂的质量优选为膨润土浆质量的1％～1.5％，更优选为1％。
本发明提供的水基钻井液中防塌剂的质量优选为膨润土浆质量的2％～3％，更优选为2％；所述防塌剂为接枝有第一疏水性功能单体与第二丙烯酰胺类单体的纳米二氧化硅的水溶液；所述防塌剂中纳米二氧化硅的质量浓度优选为0.1％～1％，更优选为0.3％～0.8％，再优选为0.4％～0.6％，最优选为0.5％；所述第一疏水功能单体优选为丙烯酸长链烷基酯和/或甲基丙烯酸长链烷基酯；其中长链烷基的碳原子数优选为10～20，更优选为12～18，再优选为14～17，最优选为14～16；所述第二丙烯酰胺类单体优选为丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺与N,N-亚甲基双丙烯酰胺中的一种或多种；在本发明中，所述防塌剂优选按照以下方法制备：将纳米二氧化硅与硅烷偶联混合反应后，加入第一疏水功能单体与第二丙烯酰胺类单体，加热反应，得到防塌剂。
其中，所述纳米二氧化硅与硅烷偶联剂优选在水中混合反应；所述纳米二氧化硅的质量优选为水质量的0.1％～1％，更优选为0.3％～0.8％，再优选为0.4％～0.6％，最优选为0.5％；所述硅烷偶联剂优选为硅烷偶联剂KH550；所述硅烷偶联剂与纳米二氧化硅的质量比优选为(1～5)：1，更优选为(2～3)：1，再优选为2:1；所述混合反应的时间优选为10～50min，更优选为20～40min，再优选为30min。
混合反应后，加入第一疏水功能单体与第二丙烯酰胺类单体，加热反应，得到防塌剂；所述第一疏水功能单体与纳米二氧化硅的质量比优选为(2～10)：1，更优选为(3～8)：1，再优选为(3～6)：1，最优选为4:1；所述第一疏水功能单体与第二丙烯酰胺类单体的质量比优选为1：(2～6)，更优选为1：(3～5)，更优选为1:4；所述反应体系中第一疏水功能单体与第二丙烯酰胺单体的总质量浓度优选为8％～15％，更优选为8％～12％，再优选为10％；所述加热反应的温度优选为50℃～80℃，更优选为60℃～70℃，再优选为65℃；所述加热反应的时间优选为3～6h，更优选为4～5h；反应结束后，即可得到液体状防塌剂。
本发明采用的防塌剂中纳米二氧化硅具有刚性特征，可以从物理角度对井壁纳微米孔缝进行架桥封堵；另一方面疏水基团可以使滤饼和井壁岩石表面具有疏水特性，从而从化学角度阻止水分子接触黏土颗粒。两方面综合作用起到防塌作用。
本发明所用的润滑剂的质量优选为膨润土浆质量的2％～3％，更优选为2％；所述润滑剂为接枝有第二疏水功能单体、第三丙烯酰胺类单体与第二丙烯酸类单体的纳米四氧化三铁；所述第二疏水功能单体优选为丙烯酸长链烷基酯和/或甲基丙烯酸长链烷基酯；其中长链烷基的碳原子数优选为10～20，更优选为12～18，再优选为14～17，最优选为14～16；所述第三丙烯酰胺类单体优选为丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺与N,N-亚甲基双丙烯酰胺中的一种或多种；所述第二丙烯酸类单体优选为丙烯酸和/或甲基丙烯酸；在本发明中，所述润滑剂优选按照以下方法制备：将纳米四氧化三铁与硅烷偶联剂混合反应后，加入第二疏水功能单体、第三丙烯酰胺类单体与第二丙烯酸类单体，加热反应，得到润滑剂。
其中，所述纳米四氧化三铁与硅烷偶联剂优选在水中混合反应；所述纳米四氧化三铁的质量优选为水质量的0.05％～0.5％，更优选为0.1％～0.3％，再优选为0.2％～0.3％，最优选为0.2％；所述硅烷偶联剂优选为硅烷偶联剂KH550；所述硅烷偶联剂与纳米四氧化三铁的质量比优选为(5～10)：1，更优选为(6～8)：1，再优选为(7～8)：1，最优选为7.5：1；所述混合反应的时间优选为10～50min，更优选为20～40min，再优选为30min。
混合反应后，加入第二疏水功能单体、第三丙烯酰胺类单体与第二丙烯酸类单体，加热反应，得到润滑剂；所述第二疏水功能单体与四氧化三铁的质量比优选为(2～10)：1，更优选为(3～8)：1，再优选为(3～6)：1，最优选为4:1；第二疏水功能单体、第三丙烯酰胺类单体与第二丙烯酸类单体的质量比优选为1：(1～3)：(1～3)，更优选为1：(1.5～2.5)：(1.5～2.5)，再优选为1：2：2；所述加热反应的温度优选为50℃～80℃，更优选为60℃～70℃，再优选为60℃；所述加热反应的时间优选为3～6h，更优选为4～5h；反应结束后，优选烘干，即可得到润滑剂。
本发明以接枝有第二疏水功能单体、第三丙烯酰胺类单体与第二丙烯酸类单体的纳米四氧化三铁为润滑剂，其吸附在钻具和井壁岩石表面的疏水基团可以使钻具和井壁岩石表面具有疏水特性，同时利用酯化基团的润滑特性，提高钻井液的润滑特性。
按照本发明，所述封堵剂优选为超细碳酸钙；所述封堵剂的质量优选为膨润土浆质量的2％～4％，更优选为2％～3％，再优选为2％。
添加活度调节剂可改善水基钻井液体系的抑制防塌效果；所述活度调节剂的质量优选为膨润土浆质量的22％～28％，再优选为24％～26％，最优选为25％；本发明所用的活度调节剂优选为氯盐，更优选为氯化钾与氯化钠；所述氯化钾与氯化钠的质量比优选为(5～8)：(15～20)，更优选为(6～8)：(16～19)，再优选为(7～8)：(17～18)，最优选为8：17。
本发明中所添加的增粘提切剂优选为生物聚合物，更优选为生物聚合物XC；所述增粘提切剂的质量优选为膨润土浆质量的0.2％～0.3％，更优选为0.2％。
根据实际使用的需要，所述水基钻井液体系中优选还包括加重剂；所述加重剂优选为重晶石；所述加重剂的粒径优选为50～100μm。
本发明所提供的水基钻井液的密度优选为1.08～1.25g/cm3。
本发明以聚合物类包被抑制剂、降滤失剂、防塌剂、润滑剂、封堵剂及增粘提切剂为核心处理剂，使得到的水基钻井液的井壁稳定性、抑制能力、携岩性和润滑防卡性完全满足了临兴-神府区块致密气探井、开发井的需求，不仅实现了对微纳米级孔缝的封堵，避免了泥页岩的大幅度水化膨胀，而且具有很好的润滑效果，有效减小了井下托压情况，达到了提高机械钻速、降低井下事故发生率、节省成本的目的；本发明提供的水基钻井液“疏水”强调从内因上解决井壁失稳难题，“封堵、抑制”强调从外因上解决井壁失稳难题，“润滑”需要从内外因相结合提高水基钻井液的润滑性，从而实现内外因协同来实现井眼稳定、阻止水进入、减小扭矩、润滑防卡等，且体系现场易维护，可确保钻井液性能的稳定；满足可以环保要求，属于无毒无公害产品，同时成本低，满足经济要求。
本发明还提供了一种上述强封堵疏水型高性能水基钻井液的制备方法：在搅拌条件下，将膨润土浆、氢氧化钠、聚合物类包被抑制剂、降滤失剂、防塌剂、润滑剂、封堵剂、活度调节剂与增粘提切剂混合，得到水基钻井液。所述搅拌的转速优选为50～100转/min，更优选为60～90转/min，再优选为70～80转/min，最优选为75转/min。
在本发明中，优选在搅拌条件下，在膨润土浆中依次加入氢氧化钠、聚合物包被抑制剂、降滤失剂、防塌剂、封堵剂、活度调节剂与增粘提切剂，然后再加入润滑剂，搅拌均匀，得到水基钻井液。
为了进一步说明本发明，以下结合实施例对本发明提供的一种强封堵疏水型高性能水基钻井液进行详细描述。
以下实施例中所用的试剂均为市售。
实施例中所用土浆为油田常用钻井级膨润土(材料符合GB/T 5005-2010《钻井液材料规范》)，按照2％～3％比例加入到清水中室温预水化24h而成；氢氧化钠、氯化钾、氯化钠为油田现场常用工业级产品；钻井液用降滤失剂成分为低粘聚阴离子纤维素PAC-LV，油田现场常用工业级产品，材料符合DB37/T 2054-2012《钻井液用聚阴离子纤维素(PAC)》；钻井用封堵剂为油田常用封堵剂超细碳酸钙(CaCO3)，材料符合SY/T 5725-1995《钻井液用超细碳酸钙》；钻井液用增粘提切剂成分为生物聚合物XC，油田常用工业级产品，材料符合GB/T 5005-2010《钻井液材料规范》；重晶石为油田现场常用的重晶石，密度4.2g/cm3，材料符合GB/T 5005-2010《钻井液材料规范》。
实施例1
1.1配制单体水相溶液：在烧杯中加入40mL去离子水，将所述碳酸二甲酯(DMC)、丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、甲基丙烯酸二甲氨基乙酯(DMAEMA)四种单体以按照单体总质量20％(8.0g)、单体质量比1:3:2:4(0.8g：2.4g：1.6g：3.2g)称量好，在冰浴条件下溶于烧杯中，通过加入0.5g氢氧化钠，使用pH试纸调节溶液pH值至7左右，使用磁力搅拌器搅拌10～30分钟，搅拌均匀得到内相。
1.2配制油相溶液：在烧杯中加，60mL 3#白油，再加入3％的乳化剂司盘80(1.8g)，使用磁力搅拌器搅拌10～20分钟至乳化剂充分溶解，得到油相。
1.3配制乳液：洗净高速剪乳化机后，将油相倒入大烧杯中，烧杯置于冰浴中。将高速剪切乳化机转速设为11000rpm，开始剪切，剪切过程中倒入水相，剪切6～10分钟后，加入0.2％(0.12g)的偶氮二异丁腈引发剂，剪切1～5分钟后，停止剪切，得到乳液。
1.4反相乳液聚合：将乳液倒入150mL三口烧瓶中，将三口烧瓶置于水浴锅中，通氮气15～20分钟后，使水浴锅升温并开启搅拌器，反应温度60℃，搅拌反应时间5h。合成结束后经过破乳、过滤、烘干，即可制备出的聚合物包被抑制剂，记为TCB-1。
实施例1中得到的聚合物包被抑制剂TCB-1性能测试：
钻井液多元聚合包被抑制剂通过多元吸附在黏土或岩屑表面，阻止水分接触黏土矿物，避免水化，从而起到抑制作用。选取临兴-神府致密气区块现场岩屑，参照NB/T10121-2018《钻井液对页岩抑制性评价方法》，评价指标为滚动回收率，对抑制性能进行评价，同时与其它常用抑制剂进行性能对比，结果见表1。从测试结果可知，针对本区块现场岩屑，清水的滚动回收率仅5.3％，相同加量下(0.2％)，聚合物包被抑制剂TCB-1相比常规聚醚胺抑制剂、聚丙烯酸钾抑制剂均获得了更高的滚动回收率，且热滚后的岩屑更为完整，表明聚合物包被抑制剂TCB-1的抑制效果更优。
表1聚合物包被抑制剂TCB-1与常用抑制剂抑制性能对比(50℃热滚16h)
Figure BDA0002566605190000121
实施例2
2.1首先在三口烧瓶中加入100mL蒸馏水，加入0.5％(0.5g)的二氧化硅粉末，加入1％(1.0g)硅烷偶联剂KH550，于常温下进行高速搅拌30分钟。
2.2逐渐加入2.0g丙烯酸十六烷基酯单体、8.0g丙烯酰胺单体至三口烧瓶内，充分混合均匀，升高温度至65℃，不断搅拌反应4小时。反应结束后，即可得到液体状钻井液用疏水型封堵防塌剂记为SFF-1。
实施例2中得到的钻井液用疏水型封堵防塌剂SFF-1防塌效果评价：
钻井液用疏水型封堵防塌剂SFF-1通过两方面提高防塌效果，一方面通过二氧化硅颗粒的刚性封堵作用，封堵井壁微裂缝和微孔隙，从物理角度阻止水进入岩石内部，另一方面，疏水基团可以改善岩石表面疏水效果，从化学角度阻止水进入岩石内部，物理化学综合作用减少水进入井壁因黏土水化膨胀造成水力劈裂、井眼扩大，引发井下复杂事故。参照NB/T 10121-2018《钻井液对页岩抑制性评价方法》，对钻井液用疏水型封堵防塌剂SFF-1进行防塌评价，评价指标为线性膨胀高度，评价结果表2。由表2可知，清水的线性膨胀高度为3.3mm，合成原料未改性的二氧化硅的线性膨胀高度为2.2mm，400目碳酸钙的线性膨胀高度与二氧化硅类似为2.5mm，而SFF-1防塌剂的线性膨胀高度仅为0.6mm，这主要是因为未改性的二氧化硅和碳酸钙颗粒只具有物理封堵效果，抑制粘土膨胀效果有限。而SFF-1防塌剂在物理封堵的基础上，增加化学疏水效果，显著提高了抑制效果，减小了膨胀高度，从而有利于井壁稳定。
表2钻井液用疏水型封堵防塌剂SFF-1与其他常用防塌剂性能对比
Figure BDA0002566605190000131
实施例3
3.1首先在三口烧瓶中加入100mL蒸馏水，加入0.2％(0.2g)的纳米四氧化三铁粉末，加入1.5％(1.5g)硅烷偶联剂KH560，于常温下进行高速搅拌30分钟。
3.2逐渐加入2.0g丙烯酸十四烷基酯单体，4.0g丙烯酰胺单体，4.0g丙烯酸单体至三口烧瓶内，充分混合均匀，升高温度至60℃，不断搅拌反应4小时。反应结束后烘干，可得到钻井液用疏水型封堵润滑剂粉末SFR-1。
实施例3中得到的钻井液用疏水型封堵润滑剂SFR-1性能评价：
钻井液用疏水型封堵润滑剂SFR-1结合颗粒滚动和疏水两方面来提高润滑效果，起到减小摩阻、降低扭矩的效果。参照SY/T 6094-1994《钻井液用润滑剂评价程序》，评价指标为润滑系数降低率，评价结果见表3。由表3可知，相比常规颗粒小球润滑剂，实施例3中得到的钻井液用疏水型封堵润滑剂SFR-1的润滑系数降低率更高，为90.6％，展现出良好的润滑效果。
表3钻井液用疏水型封堵润滑剂SFR-1与其他常用润滑剂润滑性能对比
Figure BDA0002566605190000132
实施例4
所述强封堵疏水型高性能水基钻井液体系各组分为：膨润土浆+0.2％氢氧化钠+0.2％实施例1中得到的钻井液用多元聚合包被抑制剂+1％钻井液用降滤失剂低粘聚阴离子纤维素PAC-LV+2％实施例2中得到的钻井液用疏水型封堵防塌剂+2％实施例3中得到的钻井液用疏水型封堵润滑剂+2％钻井液用封堵剂超细碳酸钙+8％氯化钾+17％氯化钠+0.2％钻井液用增粘提切剂生物聚合物XC+18％重晶石，密度为1.1.5g/cm3。
按照上述钻井液配方的组份，采取如下步骤：
1)在现场搅拌器73转/min左右搅拌速度下，用加重漏斗在水化好的坂土浆中依次加入氢氧化钠、包被抑制剂、降滤失剂、封堵剂、氯盐和重晶石，充分搅拌并采取地面循环均匀。
2)在现场搅拌器73转/min左右搅拌速度下，根据井斜情况开始用剪切泵加入润滑剂，循环搅拌加入，即可得到强封堵疏水型高性能水基钻井液。
对实施例4中得到的强封堵疏水型高性能水基钻井液的性能进行检测，得到结果见表4。
流变性和滤失性检测方法：利用六速粘度计测量其流变性。
“PV”是指塑性黏度，由范式六速粘度计测得，单位为mPa·s；
PV＝θ600-θ300
“AV”是指表观黏度，由范式六速粘度计测得，单位为mPa·s；
Figure BDA0002566605190000141
“YP”是指动切力，由范式六速粘度计测得数据计算得到，单位为Pa；
YP＝0.511(θ300-PV)
“G10"/G10'”指凝胶强度初切/终切，由范式六速粘度计测得数据计算得到，单位为Pa；
初切＝0.511θ3(10s)
终切＝0.511θ3(10min)
“FLAPI”是指中压滤失量，由中压滤失仪测得，单位为mL，测试条件为25℃×0.69MPa×7.5min×2；
“FLHTHP”是指高温高压滤失量，由高温高压滤失仪测得，单位为mL，测试条件50℃×3.5MPa×30min。润滑系数、线性膨胀高度、滚动回收率测试方法同处理剂评价方法。
由表4可见强封堵疏水型高性能水基钻井液体系在老化后流变参数几乎没有变化，流变性能十分稳定，体系具有良好的润滑性，且失水造壁能力强。
表4体系室内流变滤失性能实验
Figure BDA0002566605190000142
Figure BDA0002566605190000151
备注：老化条件50℃*16h。
实施例5
所述强封堵疏水型高性能水基钻井液体系各组分为：膨润土浆+0.2％氢氧化钠+0.3％实施例1中得到的钻井液用多元聚合包被抑制剂+1％钻井液用降滤失剂低粘聚阴离子纤维素PAC-LV+3％实施例2中得到的钻井液用疏水型封堵防塌剂+2％实施例3中得到的钻井液用疏水型封堵润滑剂+3％钻井液用封堵剂超细碳酸钙+8％氯化钾+17％氯化钠+0.2％钻井液用增粘提切剂生物聚合物XC+18％重晶石，密度为1.1.5g/cm3。
钻井液配制和检测方法同上。相比实施例4，进一步增加钻井液用多元聚合包被抑制剂0.3％、钻井液用疏水型封堵防塌剂至3％。体系老化、测试条件相同。性能测试结果见表5，由表5可知，体系粘度略有增加，但体系滤失性明显降低，体系润滑系数基本保持不变，体系抑制性能进一步提高，表现为膨润土岩心的线性膨胀高度的降低和岩屑滚动回收率的提高。
表5体系室内流变滤失性能实验
Figure BDA0002566605190000152
备注：老化条件50℃*16h。
实施例6
所述强封堵疏水型高性能水基钻井液体系各组分为：膨润土浆+0.2％氢氧化钠+0.2％实施例1中得到的钻井液用多元聚合包被抑制剂+1％钻井液用降滤失剂低粘聚阴离子纤维素PAC-LV+2％实施例2中得到的钻井液用疏水型封堵防塌剂+3％实施例3中得到的钻井液用疏水型封堵润滑剂+2％钻井液用封堵剂超细碳酸钙+8％氯化钾+17％氯化钠+0.2％钻井液用增粘提切剂生物聚合物XC+18％重晶石，密度为1.1.5g/cm3。
钻井液配制和检测方法同上。相比实施例4，进一步增加钻井液用疏水型封堵润滑剂至3％，体系老化、测试条件相同。性能测试结果见表6，由表6可知，体系流变性和滤失性基本没有变化，体系润滑系数进一步降低为0.07。
表6体系室内性能实验
Figure BDA0002566605190000161
备注：老化条件50℃*16h。
实施施7：现场掉块浸泡实验
现场分别选取清水、现场在用欠饱和盐水体系(体系配方为：10％氯化钠+1.2％羧甲基纤维素降滤失剂+1.5％淀粉降滤失剂+5％桥堵剂碳酸钙QS-2+0.5％氢氧化钠+18％重晶石，密度1.1.5g/cm3)，实施例4中得到的水基钻井液三种液体进行掉块浸泡性实验，浸泡72小时后结果如图1所示。图1为现场掉块在实施例4所制备的水基钻井液(上)、现场在用体系(中)、清水(下)中从左至右依次为浸泡16h、48h、72h后的照片。对比发现，实施例4中得到的强封堵疏水型高性能水基钻井液体系封堵性和抑制性最强，掉块浸泡72h后仍完整性好，而现场在用体系中的掉块在浸泡72h后出现了破碎掉块，清水中的掉块在浸泡72h后已破碎成小块，说明水化膨胀、分散严重。
实施例8：现场钻井应用
将实施例4中得到的强封堵疏水型高性能水基钻井液在临兴-神府区块完成了LX-58-1H，LX-106-4H、LX-106-5H等水平井钻井施工，得到结果见表7。其中LX-58-1H水平井水平段设计总长1200米，并且要下12个国民油井(NOV)滑套分层试采封隔器造斜段，采用实施例4中得到的强封堵疏水型高性能水基钻井液后水平段施工没有出现过明显的托压情况，全井水平段总进尺1170米，为临兴区块水平段最长，全井共计施工37天，创下同区块同类型水平井最短施工记录，解决了以前未解决的技术难题(井壁失稳、托压卡钻等)。LX-106井台在应用了实施例4中得到的强封堵疏水型高性能水基钻井液后机械钻速明显提升，复杂事故发生率显著降低。现场应用表明，强封堵疏水型钻井液性能稳定、起下钻正常、基本无掉块垮塌和托压卡钻现象，达到了预期目标，具有很好的推广应用前景。
表7本区块邻井对比
应用体系 井号 井深，m 机械钻速，m/h 复杂或事故 钻井周期，天
原欠饱和盐水钻井液 LX-106-3H 2724 5.45 托压严重 31.75
实施例4 LX-106-4H 3288 13.52 无复杂 28.5
实施例4 LX-106-5H 3131 6.11 无复杂 35.44

Claims (10)

1.一种强封堵疏水型高性能水基钻井液，其特征在于，包括膨润土浆、氢氧化钠、聚合物类包被抑制剂、降滤失剂、防塌剂、润滑剂、封堵剂、活度调节剂与增粘提切剂；
所述氢氧化钠的质量为膨润土浆质量的0.1％～0.2％；
所述聚合物类包被抑制剂的质量为膨润土浆质量的0.2％～0.4％；
所述降滤失剂的质量为膨润土浆质量的1％～2％；
所述防塌剂的质量为膨润土浆质量的2％～4％；
所述润滑剂的质量为膨润土浆质量的2％～4％；
所述封堵剂的质量为膨润土浆质量的2％～5％；
所述活度调节剂的质量为膨润土浆质量的20％～28％；
所述增粘提切剂的质量为膨润土浆质量的0.2％～0.4％；
所述聚合物类包被抑制剂由单体聚合得到；所述单体包括碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体；
所述防塌剂为接枝有第一疏水性功能单体与第二丙烯酰胺类单体的纳米二氧化硅的水溶液；
所述润滑剂为接枝有第二疏水功能单体、第三丙烯酰胺类单体与第二丙烯酸类单体的纳米四氧化三铁。
2.根据权利要求1所述的强封堵疏水型高性能水基钻井液，其特征在于，所述碳酸烷基酯单体选自碳酸二甲酯、碳酸二乙酯与碳酸乙基甲酯中的一种或多种；所述丙烯酸烷基氨基烷酯类单体选自丙烯酸二甲氨基乙酯、甲基丙烯酸二甲氨基乙酯、甲基丙烯酸二乙氨基乙酯与丙烯酸二乙氨基乙酯中的一种或多种；所述第一丙烯酸类单体与第二丙烯酸类单体各自独立地选自选自丙烯酸和/或甲基丙烯酸；所述第一丙烯酰胺类单体、第二丙烯酰胺类单体与第三丙烯酰胺类单体各自独立地选自丙烯酰胺、甲基丙烯酰胺与N,N-亚甲基双丙烯酰胺中的一种或多种；所述第一疏水功能单体与第二疏水功能单体各自独立地选自丙烯酸长链烷基酯和/或甲基丙烯酸长链烷基酯；所述丙烯酸长链烷基酯和/或甲基丙烯酸长链烷基酯中长链烷基的碳原子数为10～20。
3.根据权利要求1所述的强封堵疏水型高性能水基钻井液，其特征在于，所述碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体的质量比为1：(2～4)：(1～3)：(2～6)；所述第一疏水性功能单体与第二丙烯酰胺类单体的质量比为1：(2～6)；所述第二疏水功能单体、第三丙烯酰胺类单体与第二丙烯酸类单体的质量比为1：(1～3)：(1～3)。
4.根据权利要求1所述的强封堵疏水型高性能水基钻井液，其特征在于，所述聚合物类包被抑制剂由碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体经反相乳液聚合法聚合得到。
5.根据权利要求4所述的强封堵疏水型高性能水基钻井液，其特征在于，所述反相乳液聚合法聚合时水相中碳酸烷基酯单体、第一丙烯酰胺类单体、第一丙烯酸类单体与丙烯酸烷基氨基烷酯类单体的总质量浓度为15％～30％；油水比为(3.5～4.5)：(5.5～6.5)。
6.根据权利要求1所述的强封堵疏水型高性能水基钻井液，其特征在于，所述防塌剂按照以下方法制备：
将纳米二氧化硅与硅烷偶联混合反应后，加入第一疏水功能单体与第二丙烯酰胺类单体，加热反应，得到防塌剂。
7.根据权利要求1所述的强封堵疏水型高性能水基钻井液，其特征在于，所述润滑剂按照以下方法制备：
将纳米四氧化三铁与硅烷偶联剂混合反应后，加入第二疏水功能单体、第三丙烯酰胺类单体与第二丙烯酸类单体，加热反应，得到润滑剂。
8.根据权利要求1所述的强封堵疏水型高性能水基钻井液，其特征在于，所述降滤失剂选自聚阴离子纤维素；所述封堵剂选自超细碳酸钙；所述增粘提切剂选自生物聚合物；所述防塌剂中纳米二氧化硅的质量浓度为0.1％～1％。
9.根据权利要求1所述的强封堵疏水型高性能水基钻井液，其特征在于，所述活度调节剂选自氯化钾与氯化钠；所述氯化钾与氯化钠的质量比为(5～8)：(15～20)。
10.根据权利要求1所述的强封堵疏水型高性能水基钻井液，其特征在于，还包括加重剂；所述加重剂选自重晶石。
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